Danmarks olie- og
gasproduktion 2006
Energistyrelsen blev oprettet i 1976 og er en styrelse under Transport- og Energi- ministeriet. Energistyrelsen beskæftiger sig med områderne indvinding, forsyning og anvendelse af energi og skal på statens vegne sikre, at energiudviklingen i Danmark sker på en forsvarlig måde både samfundsmæssigt, miljømæssigt og sikkerheds- mæssigt.
Energistyrelsen forbereder og administrerer den danske energilovgivning og gen- nemfører analyser og vurderinger af udviklingen på energiområdet samt udarbejder opgørelser og prognoser vedrørende danske olie- og gasreserver.
Energistyrelsen har et omfattende samarbejde med blandt andet lokale, regionale og statslige myndigheder, energiforsyningsselskaber og rettighedshavere. Samtidig varetager styrelsen relationerne til internationale interessenter på energiområdet, herunder EU, IEA og Nordisk Ministerråd.
Energistyrelsen Amaliegade 44 1256 København K
Telefon 33 92 67 00 Telefax 33 11 47 43 Hjemmeside www.ens.dk Udgivet: Juni 2007
Oplag: 2.700 eksemplarer
Foto: Dong Energy A/S, Mærsk Olie og Gas AS, Esvagt A/S, Maersk Contractors og fotograf Niels Åge Skovbo.
Redaktør: Helle Halberg, Energistyrelsen Illustrationer
og kort: Jesper Jensen, Energistyrelsen og Metaform
Tryk: Scanprint AS
Trykt på: Omslag: 200g, indhold: 130g Layout: Metaform og Energistyrelsen
ISBN 978-87-7844-657-2
ISSN 0903-2819
Eftertryk tilladt med kildeangivelse. Rapporten inklusive figurer og tabeller findes også på Energistyrelsens hjemmeside www.ens.dk. ISBN 978-87-7844-658-9 www
NORDISKMILJØMÆRKN ING
Tryksag
541 006
FORORD
Verdens efterspørgsel på energi er stigende. Udviklingen på verdensplan har betydning for såvel energipriser som forsyningssikkerhed.
I Danmark har vi i de sidste 10 år været selvforsynende med energi. En af hovedårsa- gerne til dette er den høje danske produktion af olie og gas. Men verdenssituationen vil alligevel påvirke os her i Danmark.
Den fremtidige forsyning af energi er derfor sammen med klima og miljø blevet et væsentligt punkt på den politiske dagsorden, både nationalt og internationalt.
Regeringen fremlagde i februar 2007 en energistrategi med en række meget ambi- tiøse mål for den danske energipolitik frem til 2025. Med regeringens initiativer vil Danmarks forbrug af fossile brændstoffer som kul, olie og naturgas i 2025 være reduceret med 15 pct., mens det langsigtede mål er, at gøre Danmark uafhængig af fossile brændstoffer. Den langsigtede strategi for at imødegå ustabile energipriser er, at anvende nye, mere effektive teknologier. Samtidig skal der fortsat være fokus på nedsættelse af energiforbruget.
Den danske olie- og gassektor vil imidlertid i mange år fremover have en væsentlig betydning for den danske økonomi og den danske forsyningssikkerhed. Dette gælder især, hvis vi kan opnå en endnu mere effektiv udnyttelse af de danske ressourcer. Det kræver, at der forsat satses på målrettet forskning og uddannelse indenfor området for at give de bedste rammer for teknologiudvikling og efterforskning.
En styrket forsknings- og uddannelsesindsats indgår i bestræbelserne på at fremtids- sikre det danske samfund, og Regeringen har i 2006 taget initiativ til et arbejde, som skal sikre denne indsats. Uddannelse, forskning og fremtiden i olie-gassektoren er derfor emnerne i dette års temaafsnit.
København, juni 2007
Ib Larsen
Star platform
I oliebranchen benyttes jævnligt to typer enheder: SI enhederne, også kaldet de metriske enheder og de såkaldte oil field units, der oprindelig kommer fra USA. For de metriske enheder findes internationalt fastlagte definitioner, mens der kan være traditionsbestemte forskelle på de oil field units, der anvendes i forskellige lande.
For oil field units benyttes de forkortelser, som SPE (Society of Petroleum Engineers) anbefaler.
Olie og naturgas angives i rumfang eller energiindhold. Da gassen og i nogen grad også olien kan presses sammen, varierer rumfanget af en bestemt mængde med tryk og temperatur. Rumfangsangivelser er derfor kun entydige, hvis tryk og temperatur oplyses.
Sammensætningen og dermed brændværdien af råolie og naturgas varierer fra felt til felt. Sammensætningen af den danske råolie varierer lidt over tiden, og derfor er omregningsfaktorerne til t og GJ tidsafhængige. I nedenstående tabel er gennemsnit- tet for 2006 angivet. Den nedre brændværdi er angivet.
SI præfikserne m (milli), k (kilo), M (mega), G (giga), T (tera) og P (peta) står for henholdsvis 10-3, 103, 106, 109, 1012 og 1015.
I oil field units benyttes et lidt specielt præfiks: M (romertal 1000). Én million stock tank barrels skrives 1 MMstb og én milliard standard cubic feet skrives 1 MMMscf eller 1 Bscf (amerikansk billion).
FRA TIL GANG MED
Råolie m3 (st) stb 6,293
m3 (st) GJ 36,3
m3 (st) t 0,86i
Naturgas Nm3 scf 37,2396
Nm3 GJ 0,03954
Nm3 t.o.e. 944,40 · 10-6
Nm3 kg · mol 0,0446158
m3 (st) scf 35,3014
m3 (st) GJ 0,03748
m3 (st) kg · mol 0,0422932
Rummål m3 bbl 6,28981
m3 ft3 35,31467
US gallon in3 231*
bbl US gallon 42*
Energi t.o.e. GJ 41,868*
GJ Btu 947817
cal J 4,1868*
FRA TIL KONVERTERING
Densitet ºAPI kg/m3 141364,33 / (ºAPI+131,5)
ºAPI a 141,5 / (ºAPI+131,5)
*) Eksakt værdi.
i) Gennemsnitsværdi for de danske felter.
OMREGNINGSFAKTORER
Referencetryk og -temperatur for de nævnte enheder:
TEMP. TRYK Råolie m3 (st) 15ºC 101,325 kPa
stb 60ºF 14,73 psiaii
Naturgas m3 (st) 15ºC 101,325 kPa Nm3 0ºC 101,325 kPa scf 60ºF 14,73 psia
ii) Trykket 14,73 psia benyttes blandt andet i Danmark og i enkelte stater i og offshore USA.
Nogle enheders forkortelser:
kPa Kilopascal. Trykenhed, hvor 100 kPa = 1 bar.
Nm3 Normalkubikmeter. Benyttes om naturgas ved referencetilstanden 0ºC og 101,325 kPa.
m3(st) Standardkubikmeter. Benyttes om naturgas og råolie ved en referencetilstand; her 15ºC og 101,325 kPa.
Btu British Thermal Unit. Er ækvivalent med enhederne J (=Joule) og cal (=kalorie).
bbl Blue barrel. I oliebranchens pionertid, hvor olien handledes i fysiske tønder, blev der hurtigt forskel på tøndernes størrelse. For at undgå forvirring, malede Standard Oil deres tønder med et fastsat rumfang blå.
kg · mol kilogrammol; mængde af et stof, hvor massen i kg er lig med molekylvægten af stoffet a gamma; relativ vægtfylde i forhold til vand.
in inch; engelsk tomme. 1 inch=2,54 cm ft feet; engelsk fod. 1 foot=12 in
t.o.e. ton olieækvivalent; enheden er internationalt defineret ved: 1 t.o.e.=10 Gcal.
Forord 3
Omregningsfaktorer 4
1. Koncessioner og efterforskning 6
2. Udbygning og produktion 13
3. Miljø 23
4. Sikkerhed og sundhed 27
5. Reserver 37
6. Uddannelse, forskning og fremtiden 44
7. Økonomi 49
Bilag A Producerede og injicerede mængder 60
Bilag B Producerende felter 63
Bilag C Økonomiske nøgletal 102
Bilag D1 Dansk koncessionsområde 103
Bilag D2 Dansk koncessionsområde – det vestlige område 104
Bilag D3 Koncessionstildeling 6. runde 105
INDHOLD
Med tildelingen af 14 nye tilladelser i 6. udbudsrunde i 2006, kan der forventes omfat- tende efterforskningsaktiviteter i og omkring Central Graven i de kommende år.
Energistyrelsen modtog i 2006 tre ansøgninger i det øvrige Danmark, hvilket viser fortsat interesse for efterforskning også uden for de traditionelle områder. Denne interesse betød også den første efterforskningsboring på land i mere end 14 år, nemlig Karlebo-boringen i Nordsjælland.
6. UDBUDSRUNDE
Transport- og energiministeren kunne den 22. maj 2006 tildele nye koncessioner til efterforskning og indvinding af kulbrinter. Interessen fra danske og internationale olieselskaber for at søge tilladelser på det udbudte område var stor, da 6. udbudsrunde blev sat i gang i foråret 2005. Resultatet af 6. udbudsrunde kan ses på figur 1.1 og bilag D3.
Runden omfattede alle ledige områder vest for 6°15’ østlig længde. Geologisk set var der tale om områder både i Central Graven, hvor hoveddelen af den nuværende danske olie og gas produktion foregår, og om områder længere mod øst i Det Norsk- Danske Bassin og på Ringkøbing-Fyn Højderyggen.
Energistyrelsen modtog 17 ansøgninger om koncessioner, og efter en vurderingen af ansøgningerne og drøftelser med ansøgerne blev der tildelt 14 tilladelser til efterforsk- ning og indvinding af olie og gas. Med de nye tilladelser blev det koncessionsbelagte område i den vestlige del af den danske Nordsø omtrent fordoblet. Tilladelsernes placering og selskabssammensætning fremgår af bilag D3
De samlede arbejdsprogrammer for tilladelserne i 6. runde omfatter syv ubetingede boringer dvs. boringer, hvis udførelse er en fast forpligtelse for olieselskaberne.
Derudover er der 12 betingede boringer dvs. boringer, hvis udførelse afhænger af nærmere definerede omstændigheder. Samtidig har olieselskaberne forpligtet sig til at udføre seismiske undersøgelser og en række andre undersøgelser.
Energistyrelsen forventer, at der i de kommende år vil blive udført efterforsknings- aktiviteter i de 14 nye tilladelser for ca. 2,5 mia. kr.
Med tilladelserne i 6. runde er der kommet flere olieselskaber til, som ikke tidligere har haft koncessioner i Danmark. Samtidig er selskaberne Wintershall, Altinex,
Nordsøenheden og Nordsøfonden
Nordsøenheden er en statslig enhed, der administrerer Nordsøfonden. Nordsø- fonden og Nordsøenheden blev oprettet ved lov i 2005. Fonden er en selvstændig fond, som skal afholde de udgifter og modtage de indtægter, der er forbundet med nye tilladelser.
I alle nye tilladelser - både Åben Dør tilladelser og tilladelser i forbindelse med udbudsrunder - vil fonden varetage statens deltagelse, der er på 20 pct. Tidligere varetog DONG E&P A/S den statslige deltagelse.
Fra den 9. juli 2012 vil fonden desuden skulle varetage statens deltagelse på 20 pct. i DUC, Dansk Undergrunds Consortium.
1. KONCESSIONER OG EFTERFORSKNING
6°15' fig. 1.1 Nye tilladelser i 6. udbudsrunde
Øvrige tilladelser
Nye tilladelser i 6. udbudsrunde
GeysirPetroleum og Scotsdale, der ikke tidligere har været operatører i Danmark, blevet godkendt som operatører for nogle af de nye tilladelser.
ÅBEN DØR
Energistyrelsen modtog i 2006 i alt tre ansøgninger i Åben Dør området.
Energistyrelsen modtog den 14. august 2006 en ansøgning vedrørende et område i Sønderjylland og tilstødende farvand. Ansøgeren var Geo-Center-Nord GmbH.
Selskabet deltager desuden i en tysk koncession umiddelbart syd for dette område, men har ikke tidligere deltaget i koncessioner på dansk område.
Den 22. september 2006 modtog Energistyrelsen en ansøgning vedrørende et område nordvest for Vejle. Ansøgeren var Jordan Dansk Corporation, et olieselskab registreret i USA. Selskabet deltog i en tilladelse til samme område fra 3. udbudsrunde.
Energistyrelsen modtog den 29. september 2006 en ansøgning vedrørende et område i Nordvestjylland. Ansøgeren var DONG E&P A/S.
Transport- og energiministeren gav den 12. februar 2007 alle tre ansøgere tilladelse til efterforskning og indvinding af kulbrinter i de ansøgte områder, se figur 1.2.
Åben Dør procedure
I 1997 blev der indført en Åben Dør procedure for alle ikke-koncessionsbelagte områder øst for 6° 15’ østlig længde, dvs. hele landområdet samt området off- shore med undtagelse af den vestlige del af Nordsøen.
Ordningen omfatter et område, hvor der ikke tidligere er gjort kommercielle fund af olie eller gas. Vilkårene for at få en Åben Dør koncession er derfor mere lempe- lige end i området i den vestlige del af Nordsøen, som dækkes af udbudsrunder.
Olieselskaberne kan løbende inden for den årlige åbningsperiode fra den 2. januar til den 30. september (begge inkl.) søge om koncessioner.
Koncessionskort samt invitationsskrivelse til Åben Dør Proceduren kan findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.
TILBAGELEVERINGER I DET SAMMENHÆNGENDE OMRÅDE
Eneretsbevillingen omfatter blandt andet Det Sammenhængende Område (DSO) i den sydlige del af Centralgraven. Bevillingen blev tildelt A.P. Møller i 1962.
I 1981 blev der indgået en aftale mellem staten og A.P. Møller, som betød, at bevillings- haverne pr. 1. januar 2000 og igen den 1. januar 2005 skulle tilbagelevere 25 pct. af hver af de ni sekstendedelsblokke, som udgør DSO. Arealer, der omfatter producerende fel- ter, og arealer, som der er indsendt udbygningsplaner for, friholdes for tilbagelevering.
Ved arealtilbageleveringen pr. 1. januar 2005 blev 25 pct. af to blokke tilbageleveret.
For et enkelt område (område I) var der betydelige geologiske usikkerheder. Man kunne derfor ikke ved aftalens indgåelse foretage en endelig afgrænsning. Bevillings- haverne besluttede efter yderligere vurderinger at tilbagelevere område I ved udgan- gen af 2006.
3/07 2/07
1/07 Nye tilladelser Øvrige tilladelser Tilbagelevering 1/04
fig. 1.2 Ændringer i Åben Dør området
6°15'
Den nye udstrækning af DSO og det tilbageleverede areal fremgår af figur 1.3. På figur 2.1 i afsnittetUdbygning og Produktion ses den nye afgrænsning og de nye feltafgræns- ninger for Valdemar, Roar og Tyra.
Den 29. september 2003 blev der indgået en aftale mellem Økonomi- og erhvervs- ministeren og A.P. Møller, kaldet Nordsøaftalen. Aftalen indebærer, at det tilbage- værende areal af Eneretsbevillingen kan beholdes frem til bevillingens udløb i 2042.
Dog skal områder, hvor produktionen indstilles, leveres tilbage til staten.
ÆNDRINGER AF TILLADELSER
Koncessionsoversigten på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk, opdateres løbende og indeholder beskrivelser af alle ændringer i form af forlængelser, over- dragelser af andele og arealtilbageleveringer.
Godkendte overdragelser
Energistyrelsen skal godkende alle overdragelser af tilladelser og vilkårene for over- dragelserne.
I tilladelse 2/05 har Energistyrelsen godkendt overdragelse af Elko Energy Inc.´s andel i tilladelse 2/05 til Arkay A/S, som er et dansk datterselskab af Elko Energy Inc.
Overdragelsen har virkning fra den 13. marts 2006.
Energistyrelsen har godkendt overdragelse af 5 pct. af ConocoPhillips Petroleum Int.
Corp. Denmark’s andel i tilladelse 4/98 til Saga Petroleum Danmark AS. Overdragelsen er sket pr. 1. januar 2006.
I tilladelse 1/02 og 1/03 har Energistyrelsen godkendt 20 pct. overdragelse fra Tethys Oil Denmark AB til Star Energy. Overdragelse har virkning fra den 18. august 2006.
Altinex har pr. 5. september 2006 overtaget DENERCO OIL. I den forbindelse blev navnet DENERCO OIL A/S ændret til Altinex Oil Denmark A/S og navnet DENERCO Petroleum A/S ændret til Altinex Petroleum Denmark A/S.
OPHØRTE TILLADELSER
I 2006 blev en tilladelse fra i Åben Dør området tilbageleveret. Den tilbageleverede tilladelse 1/04 fremgår af tabel 1.1 og af figur 1.2.
Vilkår for tilladelser
Tilladelser til efterforskning og indvinding af kulbrinter (koncessioner) gælder for en periode af 6 år. Hver tilladelse indeholder et arbejdsprogram, som nærmere beskriver de efterforskningsarbejder, som rettighedshaveren skal udføre, herunder tidsfrister for hvornår de enkelte seismiske undersøgelser og efterforsknings- boringer skal udføres.
Efter 6 år kan Energistyrelsen forlænge en tilladelse med op til to år ad gangen, hvis rettighedshaveren – efter at have udført det oprindelige arbejdsprogram – vil påtage sig yderligere forpligtelser til at efterforske. Nogle tilladelser kan dog inde- holde bestemmelser om, at rettighedshaveren på et nærmere fastsat tidspunkt i løbet af 6-års periode enten skal tilbagelevere tilladelsen eller forpligte sig til at udføre f.eks. en efterforskningsboring.
fig. 1.3 Tilbagelevering i DSO
Tilbagelevering i 2006
DSO´s afgrænsning pr. 1/1-2007 Øvrige tilladelser
1/04 3-11-2006
tabel 1.1 Ophørt tilladelse
Tilladelse Operatør Ophørt
DONG E&P A/S
Data, som selskaber indhenter i medfør af tilladelser efter undergrundsloven, omfattes generelt af en 5-årig fortrolighedsperiode. Hvis en tilladelse ophører, begrænses for- trolighedsperioden dog til 2 år.
Når fortrolighedsperioden er ophørt, får andre olieselskaber adgang til de indhentede data fra efterforskningsboringer og seismiske undersøgelser. På den måde kan selskab- erne forbedre deres kortlægning af undergrunden og deres vurderinger af mulighed- erne for efterforskning i områderne.
Danmarks og Grønlands Geologiske Undersøgelse formidler alle frigivne oplysninger fra boringer, seismiske undersøgelser m.v. indhentet i forbindelse med efterforsknings- og indvindingsaktiviteter.
FORUNDERSØGELSER
Aktivitetsniveauet og placeringen af de seismiske undersøgelser er vist i figur 1.4, 1.6 og 1.7. Niveauet for indsamling af seismik i 2006 var lavere end i 2005. Det høje niveau i 2005 skyldes, at Mærsk Olie og Gas AS udførte en stor 3D seismisk under- søgelse over Det Sammenhængende Område i 2005. Implementeringen af arbejds- programmerne fra 6. udbudsrunde betyder, at aktiviteten forventes at stige de kom- mende år.
Geo-Center-Nord GmbH udførte den 22. - 25. oktober 2006 en 2D seismisk forundersøgelse i Flensborg Fjord. Indsamlingen blev foretaget af University of Hamburg.
Seismiske undersøgelser
Seismiske undersøgelser udføres ved at sende trykbølger ned i undergrunden. Når trykbølgen møder forskellige geologiske lag i undergrunden vil en del af trykbøl- gen blive reflekteret tilbage til overfladen. Ved at analysere de reflekterede tryk- bølger opnås et billede af geologien i undergrunden.
Ved indsamling af seismiske data på havet, bliver trykbølgen sendt fra skibet ned mod undergrunden.
Ved en 2D seismisk undersøgelse opnås et tværsnit af undergrunden. Når de 2D seismiske undersøgelser udføres tæt på hinanden opnås ligeledes en rumlig for- ståelse af geologien i undergrunden. Dette kaldes 3D seismik.
Store dele af den danske del af Central Graven er dækket af 3D seismik. Ved at sammenligne 3D seismiske data indhentet i samme område med års mellemrum fås en 4. dimension, tiden.
4D seismik kan give indblik i de forandringer, der er sket i et producerende felt over tid. 4D seismik kan blandt andet vise, hvilken vej kulbrinterne er strømmet mod brøndene, og hvor der fortsat er kulbrintelommer. Med den viden kan ind- vindingen optimeres.
Selskaberne, som indhenter seismiske data, skal tilrettelægge undersøgelserne, så dyrelivet påvirkes mindst muligt. Energistyrelsen skal godkende undersøgelses- programmerne.
5000
4000
3000
2000
1000
0 8000
6000
4000
2000
0
km km2
10000
fig. 1.4 Årlig seismik
2D seismik i km 3D seismik i km2
98 00 02 04 06
TGS Nopec udførte i 2006 en 2D seismisk undersøgelse i Nordsøen. Hovedparten af undersøgelsen foregik på norsk og engelsk område, men flere linier blev forlænget ind på dansk område.
DONG Norge AS udførte i juli 2006 2D seismiske undersøgelser på Norsk område, og enkelte af linierne blev forlænget ind på dansk område. Indsamlingen blev foretaget af Fugro Survey Ltd.
BORINGER
Der blev i 2006 udført tre efterforskningsboringer og tre vurderingsboringer, se figur 1.5. Placeringen af de neden for omtalte boringer fremgår af figur 1.8 og 1.9.
Vurderingsboringerne på felterne er endvidere vist på feltkortene i bilag B.
På Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk, findes en oversigt over samtlige danske efterforsknings- og vurderingsboringer.
Efterforskningsboringer Robin-1 (5503/08-01)
DONG E&P A/S udførte som operatør for selskaberne i tilladelse 11/98
efterforskningsboringen Robin-1 (5503/08-01). Boringen, som blev påbegyndt den 7.
2D seismik i 2006 3D seismik i 1981-2005
Horn
Graven Ringkøbing-Fyn
Det Norsk- Dansk
e Bassin
Højderyggen fig. 1.7 Seismiske undersøgelser vest for 6°15' østlig længde
Central Graven
NSR06
DG0601 fig. 1.6 Seismisk undersøgelse øst for
6°15' østlig længde
Danmark
Tyskland Flensb
org Fjor d
2D seismik i 2006
fig. 1.5
Efterforskningsboringer Vurderingsboringer Antal
98 02 04 06
0 2 4 6 8 10
Efterforsknings- og vurderingsboringer
00
juni 2006, var placeret ca. 6 km nord for det tyske A6/B4 gasfelt. Robin-1 boringen blev boret som en svagt afbøjet boring og sluttede i en dybde af 3.458 meter i lag af Trias alder. Boringen fandt sandstensreservoir i Trias samt porøs kalk i Øvre Kridt. Der blev kun fundet svage spor af kulbrinter i boringen.
Stork-1 (5604/31-01)
I tilladelse 4/98 borede ConocoPhillips Petroleum Int. Corp. Denmark som operatør for selskaberne i tilladelsen efterforskningsboringen Stork-1 (5604/31-01). Stork-1 boringen blev boret som en svagt afbøjet boring og sluttede i vulkanske bjergarter i 4.880 meters dybde. Boringen fandt et kulbrinteholdigt sandstenslag af Jura alder. Der blev ikke gennemført en prøveproduktion. Resultaterne fra boringen vil blive vurderet nærmere.
Karlebo-1 (5512/02-01)
Tethys Oil Denmark AB stod som operatør for selskaberne i tilladelse 1/02 for efter- forskningsboringen Karlebo-1 (5512/2-01) i det nordøstlige Sjælland. Borearbejdet blev udført i perioden september til november 2006. Karlebo-1 boringen blev boret som en afbøjet boring og sluttede i bjergarter af Trias alder i 2.302 meters dybde.
Boringen fandt sandsten af Nedre Kridt og Trias alder. Der blev ikke fundet olie eller gas i boringen.
fig. 1.8 Efterforsknings- og vurderingsboringer i 2006vest for 6°15' østlig længde
Nuværende tilladelser
4/98 7/89
11/98 Rigs-3
Stork-1
Robin-1
Central Graven Ringkøbing-Fyn
Højderyggen Det Norsk-Danske Bassin
VAB-4
TEB-15
A.P. Møller Det Sammenhængende
Område
6°15'
Vurderingsboringer TEB-15A-B (5504/12-13)
Mærsk Olie og Gas AS afsluttede i maj 2006 vurderingsboringen TEB-15, som blev boret fra Tyra feltet mod Tyra Sydøst. Boringen blev udført som en kombineret produktions- og vurderingsboring. Der blev udført to sideboringer, én til vurdering af Danien reservoirets tykkelse og én til vurdering af potentialet i det underliggende Maastrichtien reservoir. TEB-15B blev afsluttet i Danien gasreservoiret og blev i maj 2006 overgivet til produktion.
VAB-4 (5504/07-13)
I forbindelse med udbygningen af Valdemar feltet afsluttede Mærsk Olie og Gas AS i april 2006 brønden VAB-4. I forbindelse med udførelse af boringen blev der boret en sideboring for at undersøge reservoiregenskaberne for Nedre Kridt reservoiret. VAB-4 blev efterfølgende færdiggjort som en vandret produktionsbrønd.
Rigs-3 (5604/29-08)
Hess Denmark ApS borede som operatør for olieselskaberne i tilladelse 7/89 vurderingsboringen Rigs-3 (5604/29-08) på Syd Arne feltet. Boringen skulle vurdere Øvre Kridt og Danien potentialet. Borearbejdet blev gennemført i samarbejde med DONG E&P A/S og varede fra marts til april 2006. Rigs-3 blev boret som en lodret boring ca. 4,5 kilometer nordvest for Syd Arne platformen. Der blev desuden udført i alt tre sideboringer til områder vest, nord og øst for overfladelokaliteten. Rigs-3 og de tre sideboringer påviste tilstedeværelse af olie og gas i kalklagene og bekræftede hermed den geologiske model for området. Resultaterne bliver nu vurderet nærmere.
Boringen sluttede i 3.156 meters dybde i kalk af Nedre Kridt alder.
6°15’
1/02
Nuværende tilladelser
Karlebo-1 fig. 1.9 Efterforsknings- og vurderings-
boringer øst for 6°15' østlig længde
Aktiviteten i den danske olie- og gasindustri har generelt været høj gennem 2006.
Det skyldes især de seneste års høje oliepriser. Der har således været særlig fokus på optimering af produktionen og videre udbygning af de eksisterende felter.
PRODUKTIONEN I 2006
I 2006 var der i alt 19 producerende felter i den danske del af Nordsøen. Mærsk Olie og Gas AS er operatør på 15 felter, mens DONG E&P A/S er operatør på tre felter og Hess Denmark ApS på et enkelt felt. På figur 2.1 er vist et kort med placering af de producerende felter.
I alt ti selskaber har interesser i de licenser, som producerede olie og gas i 2006. De enkelte selskabers del af produktionen er vist på figur 2.2.
Den danske olieproduktion var i 2006 på 19,8 mio. m3, hvilket er et fald på ca. 9 pct. i forhold til sidste år og et fald på ca. 12 pct. i forhold til rekordåret 2004. Det historiske forløb af den danske olieproduktion med produktionsstart i 1972 er vist i figur 2.3.
En fjerdedel af faldet i produktionen i 2006 skyldes en væsentlig lavere produktion fra DUC’s felter i september måned, hvor en planlagt nedlukning i forbindelse med vedligeholdelsesarbejder på Gorm anlægget blev forlænget. Resten af faldet skyldes en stagnerende produktion fra flere af de større og ældre felter.
fig. 2.1 Danske olie- og gasfelter
6 15' Producerende oliefelt
Producerende gasfelt Kommercielt oliefelt Kommercielt gasfelt Feltafgrænsning
Amalie
Siri
Lulita
Svend Freja
Syd Arne
Elly
Nini
Cecilie
Harald
Dagmar Roar
Adda
T ry a Tyra SØ
Dan
K a ar k
Alma Regnar Skjold
Go mr Rolf
Sif og Igor områderne Boje området
Halfdan Valdemar
0
2. UDBYGNING OG PRODUKTION
Forventningen til den danske olieproduktion de kommende år er, at produktionen fra en del af de udbyggede felter vil udvise en faldende tendens. Hvis olieproduktionen skal holdes på det nuværende niveau, skal der foretages investeringer i yderligere udbygninger af felter samt produktionsforbedrende metoder.
På figur 2.4 er den historiske olieproduktion sammenholdt med udviklingen i det samlede antal brønde. Det er tydeligt, at udviklingen med brug af vandrette brønde og vandinjektion har bidraget til øget produktion fra midten af 1980’erne og frem. Det store spring i produktionen i 1999 skyldes primært idriftsættelsen af felterne Halfdan og Syd Arne.
I 2006 bidrog i alt 378 brønde til indvindingen, hvoraf 263 var produktionsbrønde og 115 injektionsbrønde. Af de 263 produktionsbrønde var 207 olieproduktionsbrønde, mens 56 var gasproduktionsbrønde. Vandinjektion blev foretaget i 101 brønde, og 14 brønde blev brugt til gasinjektion.
Den totale gasproduktion for 2006 var på 10,9 mia. Nm3. Mængden af salgsgas udgjorde 9,2 mia. Nm3, hvilket er på niveau med rekordåret 2005 for salgsgas. Den resterende del af den producerede gas blev injiceret i udvalgte felter til forbedring af indvindingen eller anvendt som brændstof på platformene. Desuden blev der afbrændt en mindre del af gassen af tekniske og sikkerhedsmæssige årsager. Det historiske forløb for salgsgas er vist på figur 2.3.
Oversigt over forbruget og afbrændingen af gas fremgår af afsnittetMiljø.
Injektionen af gas faldt for tredje år i træk. I 2006 blev der injiceret 0,83 mia. Nm3 gas mod 1,43 mia. Nm3 gas i 2005. Især injektionen i Tyra feltet er reduceret.
Figur 2.5 viser de eksisterende produktionsanlæg i den danske del af Nordsøen ved indgangen til 2007.
Produktion af olie og gas fra de enkelte felter er angivet i bilag A. Gasproduktionen er opdelt i salgsgas, injektionsgas, gas til brændstof samt afbrændt gas. Ligeledes er der i bilag A angivet tal for produktion og injektion af vand samt CO2-udledning. På Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk, findes produktionstal fordelt på de enkelte år siden produktionsstarten i 1972.
Altinex Oil
Altinex Petroleum Danoil RWE-DEA Paladin 33,1
12,7
5,4 5,7
2,1
0,2 0,1 0,7 0,6
Shell 39,1
A.P. Møller- Mærsk Chevron
Hess DONG E&P 40
30
20
10
0 pct.
fig. 2.2 Selskabsmæssig fordeling af olieproduktionen
Olieproduktion mio. m3 25
20
15
10
5
0 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 fig. 2.3 Produktion af olie og gas
Gasproduktion, salgsgas mia. Nm3
70
fig. 2.4 Udbygning sammenholdt med olieproduktion
94 96 92 90 88 86 84 82 80 78 76
72 74 98 00 02 04 06
Afbøjede olieproduktionsbrønde Vandrette olieproduktionsbrønde
Vandinjektionsbrønde Olieproduktion mio m3
Olieproduktion mio. m3 Antal
brønde 350
300
250
150
100
50 0 200
25
20
15
10
5
0
DE PRODUCERENDE FELTER
I 2006 godkendte Energistyrelsen otte ansøgninger om udbygning af eksisterende felter. Det var dobbelt så mange udbygningsansøgninger som året før. Der var ingen ansøgninger om udbygning af nye felter i 2006.
Disse otte godkendte udbygningsplaner repræsenterer en samlet investering på knap 5,6 mia. kr. for de kommende år. I 2006 blev der investeret 5,6 mia. kr. i udbygningen af felter, hvilket er en stigning med 1,7 mia. kr. i forhold til 2005.
Udbygningsplaner godkendt i tidligere år bliver løbende ført ud i livet, og det har blandt andet betydet, at 20 nye boringer er blevet udført i 2006. Oplysninger om god- kendte udbygningsplaner og planer under behandling kan findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.
Som følge af den høje oliepris har der generelt over hele verden været stor travlhed med udbygning af oliefelter. Dette har betydet en stigning i efterspørgslen på bore- platforme, boreudstyr og mandskab til at udføre nye boringer, hvilket har givet lange ventetider og i visse tilfælde forsinkelser af udbygningsaktiviteter på felter over hele verden.
I Danmark har manglen på boreplatforme betydet forsinkelser på udførelse af nye brønde. Det har været en medvirkende årsag til nedgangen i produktionen i 2006.
Nedenfor er status for udbygning og produktion på samtlige danske producerende felter beskrevet. I bilag B findes en detaljeret oversigt med en række faktuelle oplys- ninger om hvert felt.
Cecilie feltet (DONG)
På Cecilie feltet findes tre olieproduktionsbrønde og en vandinjektionsbrønd, som alle er vandrette. Der er ikke udført udbygningsaktiviteter på Cecilie feltet i 2006. Den seneste boring på feltet blev udført i 2004.
Dagmar
Gorm Harald
Syd Arne
Roar
Rolf
Tyra
Skjold
Regnar Kraka
Dan Valdemar
Siri
9 km 13 km Svend
Lulita
Siri Harald / Lulita
20 km
65 km Ga
s(8 0 k
m)
til Fredericia Olie (330 km)
Gas (235 km)
til Nybro Svend
11 km 9 km
17 km Rolf
Dagmar
Skjold
A C B Gorm
A B
CD E
F
12 k m
B A
til Nyb ro Gas
( km) 260 Olieledning
Rørledninger ejet af DONG Gasledning
Flerfaseledning
Gas (2 9 km)
fig. 2.5 Produktionsanlæg i Nordsøen 2006
Valdemar
20 km
11km 11 km
Roar
3 km 3 km
3 km Tyra Vest
A D E B C
Tyra Øst A
C
D Halfdan
Syd Arne
Kraka
D
Regnar 32 km
2 km
A B C E Dan 16
km
19km 33 km
26 km Oliefelt
Gasfelt
Tyra Sydøst
Tyra Sydøst
Nini
Cecilie
Nini
Cecilie
FG 13 km
13 km
32km
FC
FB FD
FA FE
FF Dan
3km SCA
SCB-2
AA AB
Rørledning ejet 50% af DONG og 50% af DUC selskaberne
27 km
Gas (29 km)tilNOGAT
SCB-1
19 km
9 km
B E F BA
7 km
Halfdan 2 km
HDC
HCA (planlagt)
HBB HBC
Planlagt Planlagt
7km planlagt HCA Planlagt
HBA
HDA HDB
2 km
Dagmar feltet (Mærsk)
Sidst på året i 2006 blev der på Dagmar feltet gennemført en vandret vurderings- og produktionsboring, Dagmar-8, med boreplatformen Maersk Enhancer. Resultaterne fra boringen kunne dog ikke bekræfte en ny model for feltet, hvorfor boringen er blevet lukket permanent.
De øvrige to olieproduktionsbrønde på feltet oplevede i 2004 en kraftig stigning i den medfølgende gasproduktion. Brøndene blev lukket i 2005.
Ved indgangen til 2007 var der ingen produktion fra feltet, og fremtiden for Dagmar feltet er endnu ikke fastlagt.
Dan feltet (Mærsk)
På Dan feltets vestflanke er der i 2006 med boreplatformen Ensco 71 boret to nye vandrette olieproduktionsbrønde, MFB-2G og MFF-9B, som begge er sat i produktion.
En brønd blev lukket, MFF-2, og tre brønde, MFA-13B, MFF-27E og ME-5, blev kon- verteret fra olieproduktion til vandinjektion. Dan feltet havde således ved udgangen af 2006 i alt 56 olieproduktionsbrønde og 50 brønde til vandinjektion.
Der er i 2006 desuden godkendt planer for yderligere udbygning af den vestlige flanke. Udbygningen vil bestå af en udvidelse af det eksisterende brøndmønster med to eller tre nye produktionsbrønde samt konvertering af en eksisterende produktions- brønd til vandinjektion. Der er installeret et nyt brøndmodul til otte brønde ved den eksisterende Dan FF platform. Platformen kan derved rumme i alt 40 brønde. Figur 2.6 viser den faseopdelte udbygning af Dan Vestflanke.
Produktionen i 2006 har fulgt de sidste års faldende tendens. Produktionen fra feltet toppede i år 2000.
Gorm feltet (Mærsk)
På Gorm feltet blev der i 2006 med boreplatformen Noble Byron Welliver udført fire vandrette brønde til olieproduktion, N-59A, N-60A, N-61C og N-9A. Brønden, N-9A, var en genboring af den eksisterende brønd, N-9.
Udførelse af de nye brønde er sket for at reducere faldet i olieproduktion fra feltet.
På Gorm feltet var der ved udgangen af 2006 i alt 36 olieproduktionsbrønde, 14 vand- injektionsbrønde og to gasinjektionsbrønde.
Som led i en rutinemæssig inspektion og vedligeholdelse af Gorm anlægget blev der fundet en række mindre skader. Derfor var det nødvendigt, at forlænge en planlagt nedlukning af anlægget med 8 dage til i alt 13 dage. Nedlukningen betød, at hele anlægget var ude af drift. Den usædvanlig lange nedlukning af Gorm anlægget betød en reduceret produktion fra Gorm feltet og de tilhørende satellitfelter, Rolf og Skjold.
Halfdan feltet (Mærsk)
Hovedparten af boringerne i Halfdan feltet ligger i et symmetrisk system af parallelle boringer med skiftevis olieproduktionsbrønde og vandinjektionsbrønde. I 2006 blev feltet udbygget med seks nye boringer, tre olieproduktionsbrønde, en gasproduktions- brønd samt to vandinjektionsbrønde, som producerer olie inden injektion påbegyndes.
1999 2001 2003 2005 2007
Dan feltafgrænsning fig. 2.6 Udbygningsfaser af Dan vestflanke
fra 1999-2007
En af de nye olieproduktionsbrønde, HBA-17, blev sat i produktion i starten af 2006.
Denne brønd hører ansøgningsmæssigt sammen med den parallelle nabo-brønd, HBA- 21, som blev udført i 2005. Da det er uhensigtsmæssigt at have en vandinjektions- brønd placeret yderst i brøndmønstret har HBA-21 fungeret som produktionsbrønd, indtil HBA-17 var klar til produktion. HBA-21 er nu konverteret til vandinjektion.
Yderligere to par af injektions- og produktionsbrønde blev afsluttet i tredje kvartal af 2006, HBA-22 og HBA-23 samt HBA-25 og HBA-30. Brøndene levede op til forvent- ningerne til produktionen, hvorfor der i 2006 blev godkendt en supplerende udbyg- ning med to brønde, HBA-26 og HBA-29 til udførelse i starten af 2007. Boreplatformen Mærsk Endeavour har stået fast ved HBA platformen siden slutningen af 2004.
En yderligere plan for udnyttelse af gasforekomsten i den nordøstlige del af Halfdan feltet blev godkendt i 2006. Planen omfatter fem gasproduktionsbrønde, som vil blive boret fra en ny brøndhovedplatform med plads til ti brønde samt to gasproduktions- brønde i tilknytning til det eksisterende mønster af gasproduktionsbrønde. Den ene af disse brønde blev udført i 2006.
HCA platformen vil blive placeret ca. 7 km nordøst for den eksisterende Halfdan HBA platform. Desuden vil der blive etableret en ny beboelsesplatform og en ny stigrørs- platform, begge med broforbindelse til HBA-platformen.
Den øgede indvinding fra den nordøstlige del af Halfdan feltet medfører desuden, at der vil blive gennemført ombygninger af anlæggene på Tyra Vest platformen, hvor gasproduktionen behandles.
Ved udgangen af 2006 havde Halfdan feltet 27 olieproduktionsbrønde, 23 vandinjek- tionsbrønde og syv gasproduktionsbrønde.
Harald feltet (Mærsk)
Harald feltet rummer i alt fire gasproduktionsbrønde. I 2006 er der givet tilladelse til etablering af en ny gasproduktionsbrønd på feltet. Planen er at bore ned i jurassiske lag for at eftervise et nyt indvindingsmål i den østlige del af Harald feltet.
Hidtil har der udelukkende været produceret gas fra kalklagene på denne del af feltet, men de jurassiske lag kan indeholde såvel olie som gas. Hvis der findes olie, forventes olieindvindingen fra feltet øget med i alt ca. 1,4 mio. m3 olie, og hvis der findes gas, forventes gasindvindingen fra feltet øget med i alt ca. 1,9 mia. Nm3 gas.
Kraka feltet (Mærsk)
På Kraka feltet findes i alt syv brønde, som alle producerer olie. Der er ikke udført udbygningsaktiviteter på Kraka feltet i 2006.
For Kraka feltet er der i 2006 godkendt en udbygningsplan, som i første fase omfatter udførelse af en vandret produktionsbrønd med to produktionsgrene. Det planlægges at udføre brønden som en genboring af en eksisterende brønd, A-4. Boringen planlæg- ges udført i primo 2008.
Lulita feltet (Mærsk)
I 2006 er der ikke udført udbygningsaktiviteter på Lulita feltet, som indeholder to olieproduktionsbrønde, hvor der dog kun produceres fra den ene.
Halfdan feltet
Kan vi gemme olien til de kommende generationer?
I disse år er den danske stat mere end selvforsynende med olie og gas, og Danmark er derved netto eksportør. Et naturligt spørgsmål er derfor, om det er muligt at gemme nogle af ressourcerne til de kommende generationer.
Ressourcerne i den danske undergrund tilhører staten. Selskaber kan få tildelt licenser til efterforskning og indvinding i dele af det danske område, og tilbage- betaler så en del af værdien af den producerede olie og gas til den danske stat gennem skatter og afgifter.
I Danmark startede man med at producere olie i 1972 og gas i 1984. I takt med at produktionen voksede, blev det tilhørende produktionsapparat i form af platforme og behandlingsanlæg udbygget. Samtidig blev der etableret et rør- ledningssystem til transport af olie og gas mellem anlæggene og til land. Alle disse anlæg er dimensioneret til en bestemt levetid, som dog – med stadig vok- sende udgifter til vedligeholdelse – kan forlænges i en periode.
De danske olie- og gas forekomster er i en international målestok små. Det bety- der, at det kun er de større forekomster, som kan bære de meget store investe- ringer i produktionsfaciliteter alene. Udnyttelsen af de mindre forekomster er betinget af opkobling til den eksisterende infrastruktur.
Hvis man lukker et producerende felt for at gemme den resterende olie til senere, vil man skulle fortsætte med at vedligeholde boringer, anlæg og platforme i ned- lukningsperioden. En anden løsning er at investere i en ny udbygning, når produk- tionen skal genoptages. Samtidig er det ikke sikkert, at der ved genoptagelse af produktionen findes den nødvendige infrastruktur. De tilbageværende mængder olie i de eksisterende danske felter vil ikke kunne bære store nye investeringer.
Udover de problemstillinger, der gør sig gældende omkring faciliteter, indgår også økonomiske overvejelser, om man bør gemme olie- og gasressourcer til et senere tidspunkt. Erfaringsmæssigt har det vist sig, at man ved at reinvestere udbyttet fra olie- og gasindvindingen sikrer et større afkast end ved at udskyde indvindingen.
Det kan derfor ikke betale sig – hverken for samfundet eller for selskaberne – at gemme nogle af olie- og gasressourcerne til de kommende generationer.
Nini feltet (DONG)
Nini feltet har i alt fem olieproduktionsbrønde og to vandinjektionsbrønde.
For Nini feltet er der i 2006 godkendt en udbygningsplan, som indebærer udførelse af en vandret olieproduktionsbrønd til Ty reservoiret i Nini feltet. Brønden planlægges udført i 2007 fra den eksisterende platform på Nini feltet. Afhængigt af resultaterne fra denne brønd indledes en fase 2, som kan indeholde en yderligere produktions- brønd og/eller en vandinjektionsbrønd.
Regnar feltet (Mærsk)
Regnar feltet indeholder en afbøjet olieproduktionsbrønd, som startede produktion i 1993. Den nuværende produktionsrate er lav, og samtidig er der en høj vandproduk- tion. Der er ikke udført udbygningsaktiviteter på Regnar feltet i 2006.
Roar feltet (Mærsk)
Roar feltet har i alt fire gasproduktionsbrønde. En ny flerfaserørledning er etableret fra Valdemar BA platformen til Tyra Øst via Roar, og i begyndelsen af marts 2007 er Roar feltet blevet tilsluttet den nye rørledning. Den gamle ledning er taget ud af drift.
Rolf feltet (Mærsk)
Rolf feltet har i alt to olieproduktionsbrønde. I 2006 er der opnået en stabil produk- tion fra feltet, dog med en høj vandandel. Der er ikke udført udbygningsaktiviteter på Rolf feltet i 2006.
Siri feltet (DONG)
Der er i 2006 givet tilladelse til en videre udbygning af Siri feltet med et opdateret brøndmønster. Det planlægges at etablere fire olieproduktionsbrønde, hvoraf tre udføres som sideboringer til eksisterende brønde. To af disse brønde, SCA-3A og SCA- 11A, er i efteråret 2006 gjort klar til sideboring. Ved udgangen af 2006 har Siri feltet i alt otte olieproduktionsbrønde, to vandinjektionsbrønde og en gasinjektionsbrønd.
Skjold feltet (Mærsk)
Skjold feltet har i alt 19 olieproduktionsbrønde og ni vandinjektionsbrønde. Den første brønd startede produktion i 1982. I 2006 er der opnået stabilitet i produktio- nen, dog med en høj vandandel. Der er ikke udført udbygningsaktiviteter på Skjold feltet i 2006.
Svend feltet (Mærsk)
Svend feltet har i alt fire producerende olieproduktionsbrønde, som har en stabil produktion. Der er ikke udført udbygningsaktiviteter på Svend feltet i 2006. Feltet producerer uden trykstøtte fra vandinjektion.
Syd Arne feltet (HESS)
Syd Arne feltet rummer i alt 11 olieproduktionsbrønde og seks vandinjektionsbrønde.
Der er ikke udført udbygningsaktiviteter på Syd Arne feltet i 2006, men vurderings- boringen Rigs-3 blev udført. Produktionen fra den eksisterende udbygning viser stagnerende tendens. Yderligere udbygning med nye brønde forventes at opretholde produktionsniveauet.
Tyra feltet (Mærsk)
På Tyra feltet blev der i 2006 udført fire nye boringer, som alle er gasproduktions- brønde. De anvendte boreplatforme har været Nobel Byron Welliver og Rowan Gorilla VII. Feltet har i alt 19 gasproduktionsbrønde, 28 produktionsbrønde (olie og gas) og 20 gasproduktionsbrønde, som ligeledes kan anvendes til gasinjektion.
Tyra Sydøst feltet (Mærsk)
Der er ikke udført udbygningsaktiviteter på Tyra Sydøst feltet i 2006, som ved årets udgang havde fem olieproduktionsbrønde og to gasproduktionsbrønde.
Energistyrelsen modtog i 2006 en plan for en større udbygning af Tyra Sydøst feltet.
Dele af denne plan er efterfølgende ansøgt særskilt, idet to lavt ydende eksisterende
Boreplatformen Nobel Byron Welliver
Hvad sker der med olie- gasinstallationerne, når de lukker?
I den danske del af Nordsøen findes i dag 48 stålplatforme samt fem undersøiske installationer placeret på havbunden. Derudover findes ca. 1.700 km rørledninger, hvor diameteren varierer mellem 1” og 42”.
Når et felt lukker, skal operatøren udarbejde en plan med en beskrivelse af, hvordan brønde, platforme og rørledninger lukkes og fjernes. Energistyrelsen og Miljøstyrelsen skal godkende planen ud fra en samlet vurdering af de res- sourcemæssige hensyn samt de sikkerheds- og miljømæssige hensyn.
Der er endnu ikke lukket felter på dansk område, men det kan blive aktuelt i de kommende år. Produktionen fra et felt vil ophøre, når omkostninger til drift og vedligehold overstiger indtægterne fra produktionen.
Fjernelse af stålplatforme
I det internationale samarbejde i OSPAR-regi har Danmark sammen med de andre Nordsølande besluttet, at alle olie-gasinstallationer, hvor understellet har en vægt under 10.000 ton, skal fjernes fra havbunden. Installationerne skal fragtes til land for ophugning. Det betyder, at samtlige stålplatforme på dansk sokkelområde skal fjernes efter endt brug.
Derudover er der i IMO, FN’s Internationale Maritime Organisation, truffet beslutning omkring fjernelse af installationer. Disse beslutninger er mindre restriktive end OSPAR, og vil på grund af den lave vanddybde på dansk område ikke finde anvendelse.
Nogle af de eksisterende platforme er designet, så de kan flyttes og genbruges på nye lokaliteter.
Fjernelse af rørledninger
Energistyrelsen kan på baggrund af en vurdering af forholdene kræve rørledninger fjernet. Der findes ingen internationale krav til fjernelse af rørledninger.
Langt hovedparten af de danske rørledninger er nedgravet ¹⁄2 til 1 meter i hav- bunden. Energistyrelsen forventer ikke, at rørledninger, der er nedgravet i havbun- den, skal fjernes. Derimod må en rørledning, der ikke er nedgravet i havbunden, forventes at skulle fjernes eller nedgraves i havbunden efter endt brug. En efter- ladt rørledning forventes at korrodere væk i løbet af ca. 100 år.
olieproduktionsbrønde er ansøgt erstattet af to nye gasproduktionsbrønde, hvoraf den ene er dobbeltsporet i reservoiret. Disse ansøgninger er godkendt, og brøndene forventes udført i første halvdel af 2007.
Den resterende del af planen omfatter installation af nye rørledninger og en ny plat- form samt udførelse af olieproduktionsbrønde og vandinjektionsbrønde. Operatøren ønsker at optimere udbygning på basis af resultaterne fra de fremrykkede gasproduk- tionsbrønde og en planlagt vurderingsbrønd på Halfdan feltet. Derfor er behandlingen af planen stillet i bero indtil disse oplysninger er blevet vurderet af operatøren.
Valdemar feltet - Bo og Nord Jens (Mærsk)
Boreplatformen Maersk Exerter har stået fast ved VAB platformen i hele 2006. I den periode er der udført tre boringer til Nord Jens strukturen af Valdemar feltet i Nedre Kridt reservoiret. Udbygningsplanen, der er godkendt i 2004, omfatter otte boringer.
I juli 2006 blev platformen VBA installeret på Bo strukturen af Valdemar feltet ca. 3,5 km syd for VAB platformen. En 16” multifaserørledningen til Tyra Øst anlægget via Roar er ligeledes lagt i 2006. Klargøring af platformen og opkobling af rørlednin- gen udføres i starten af 2007.
Boreplatformen Nobel Byron Welliver ankom til platformen i december 2006 for at begynde boring af en gasproduktionsbrønd til Øvre Kridt reservoiret. De resterende fem godkendte boringer til Nedre Kridt reservoiret forventes udført i 2007 og 2008.
Der er mulighed for udførelse af yderligere fire boringer, men det vil afhænge af resultatet af de allerede planlagte.
Valdemar feltet havde ved udgangen af 2006 11 olieproducerende brønde.
Indvinding af olie og gas fra danske havanlæg medfører en række udledninger til det omgivende miljø. Udledningerne består blandt andet af gasserne CO2 og NOx, der udledes til luften, og kemikalier og olierester, som udledes til havet.
UDLEDNINGER TIL LUFTEN
Udledninger af CO2 til luften kommer fra afbrænding af gas og olie. Ved produktion og transport af olie og gas forbruges betydelige energimængder. Det er desuden nød- vendigt at afbrænde en del gas, der af sikkerhedsmæssige eller anlægstekniske grunde ikke kan nyttiggøres.
Størrelsen af udledningen fra det enkelte anlæg eller felt afhænger af produktionens størrelse samt anlægstekniske og naturgivne forhold.
Afbrænding af gas reguleres via undergrundsloven, mens udledningen af CO2 er omfattet af CO2-kvoteloven.
Forbrug af brændstof
Afbrænding af gas og olie som brændstof udgør omkring ³/4 af den totale afbrænding offshore. Af figur 3.1 fremgår det, at der i de seneste 10 år er sket en langsom stigning i forbruget af gas til brændstof på de danske produktionsanlæg. Årsagen er stigende produktion af olie og gas i den første del af perioden.
I de senere år er det især de stadig ældre felter, som påvirker forbruget af brændstof.
Blandt andet stiger vandproduktionen gennem et felts levetid. Dette medfører et stigende behov for injektion af løftegas og eventuelt injektion af vand for at vedlige- holde trykket i reservoiret. Begge dele er energikrævende.
Forbruget af gas til brændstof forventes fortsat at stige som følge af det øgede behov for vandinjektion og gaskompression.
Af figur 3.1 ses, at der fra år til år er ændringer i forbruget af brændstof på de enkelte anlæg. Der har fra 2005 til 2006 været et stigende forbrug af gas til brændstof på Dan anlæggene, mens der har været et fald i brændstofforbruget på Tyra anlæggene. Faldet skyldes en betydelig reduktion af gasinjektionen i feltet. På Syd Arne er brændstof- forbruget næsten uændret fra 2005, mens det på Siri er øget med næsten 20 pct., som følge af udbygningen af behandlingsanlæggene.
Gasafbrænding uden nyttiggørelse
På figur 3.2 er vist gasafbrænding uden nyttiggørelse. Som det fremgår af figuren, er der en stor variation i afbrændingen uden nyttiggørelse fra år til år. De store varia- tioner skyldes blandt andet indfasning af nye felter og indkøring af nye anlæg. I 2006 var den samlede afbrænding uden nyttiggørelse 181 mio. Nm3, hvilket er lidt lavere end i 2005 og den laveste siden 1998.
Den væsentligste grund til faldet i gasafbrænding er en halvering af gasafbrændin- gen på Siri feltet fra 2005 til 2006. Afbrændingen af gas på Siri feltet var i 2006 den laveste nogensinde. Ligeledes er afbrændingen på Tyra anlæggene faldet. Derimod er gasafbrændingen på Dan anlægget i 2006 steget i forhold til 2005. Stigningen skyldes hovedsageligt indkøring af nye installationer.
fig. 3.1 Brændstofforbrug
Harald Dan
Gorm Halfdan Siri Tyra
Syd Arne
98 00 02 04 06
200
0 400 600 800 mio. Nm3
Dan Gorm Tyra
Dagmar Harald Halfdan
Siri Syd Arne
98 00 02 04 06
fig. 3.2 Gasafbrænding uden nyttiggørelse
100 200 300 400 mio. Nm3
0
3. MILJØ
Udledning af CO2
Udviklingen i CO2-udledningen fra produktionsanlæggene i Nordsøen siden 1997 er vist på figur 3.3. Det ses, at den samlede udledning i 2006 udgjorde ca. 2,2 mio. tons CO2. Produktionsanlæggene i Nordsøen bidrager med ca. 4 pct. af den samlede CO2- udledning i Danmark.
På figur 3.4. ses de sidste 10 års CO2-udledning fra afbrænding af gas som brændstof i forhold til kulbrinteproduktionens størrelse.
Det fremgår af figuren, at CO2-udledningen fra brændstofforbruget i forhold til pro- duktionens størrelse er steget igennem de seneste 10 år fra et niveau på ca. 55.000 tons CO2 pr. mio. t.o.e. til et niveau på ca. 65.000 tons CO2 pr. mio. t.o.e.
Stigningen skyldes blandt andet at felternes gennemsnitlige alder er steget. Natur- givne forhold medfører et højere energiforbrug pr. produceret t.o.e., jo flere år et felt har produceret.
På figur 3.5 ses, at udviklingen i CO2-udledning fra gasafbrænding uden nyttiggørelse i forhold til produktionens størrelse har vist en faldende tendens siden begyndelsen af 1990’erne. Der har været flere undtagelser, blandt andet årene 1997, 1999 og 2004, hvor opstart af nye felter og indkøring af nye behandlingsanlæg har medført ekstraordinært store afbrændinger. Afbrændingen er faldet markant fra 2004 til 2005 og har holdt sig stabilt i 2006.
I bilag A findes en opgørelse over det årlige gasforbrug til brændstof på de enkelte produktionscentre, den årlige gasafbrænding uden nyttiggørelse samt den beregnede CO2-udledning.
Den europæiske CO2-kvoteordning
Pr. 1. januar 2006 var ca. 380 produktionsenheder i Danmark omfattet af kvoteord- ningen, heraf syv i offshoresektoren.
Fra 2005 har produktionsenheder haft pligt til at overvåge og måle CO2-udledningen fra produktionsenheden. Samtidig med udledningstilladelsen har produktionsenhe- den fået godkendt en plan for overvågning og måling. Den 31. marts 2006 indberet- tede hver produktionsenhed sin CO2-udledning for 2005 til Energistyrelsen samt Kvoteregisteret, og ved udgangen af april 2006 returnerede hver produktionsenhed kvoter svarende til CO2-udledningen i 2005.
Hver produktionsenhed fik i 2004 udmeldt, hvor mange gratis kvoter, der kunne forventes tildelt. Hvis produktionsenheden ikke benytter hele den tildelte kvote for eksempel på grund af energibesparelser, kan kvoterne sælges på det europæiske kvotemarked.
Hovedreglen er, at der tildeles kvoter enten svarende til den gennemsnitlige udledning i perioden 1998-2002 eller svarende til udledningen i 2002, hvis denne er højere. I 2002 udledte offshoresektoren 2,1 mio. ton CO2, og for perioden 2005-2007 har offshore- sektoren fået tildelt gennemsnitligt 2,2 mio. kvoter pr. år.
Hvis der etableres nye produktionsenheder kan der gives yderligere kvoter. I CO2- kvoteloven er tildelingskriterierne for gratis kvoter for første periode, 2005-2007, fastlagt. Miljøministeren har i marts 2007 fremsendt en allokeringsplan for den efter-
103 tons CO2
Brændstof (gas) Gasafbrænding
fig. 3.3 CO2-udledning fra produktions- anlæg i Nordsøen
0 500 1000 1500 2000 2500
98 00 02 04 06*
*Opgørelsen er i 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvote- loven og indeholder CO2-emission fra dieselforbrug på anlæggene
103 tons CO2
80
60
40
20
0
Brændstof
fig. 3.4 CO2-udledning fra brændstof- forbrug pr. mio. t.o.e.
98 00 02 04 06*
*Opgørelsen er i 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvote- loven og indeholder CO2-emission fra dieselforbrug på anlæggene
følgende periode, 2008-2012, til godkendelse hos EU-Kommissionen. Allokeringsplanen beskriver tildelingens størrelse og kriterierne for tildelingen af gratis kvoter. Planen bygger på samme principper som for perioden 2005-2007, nemlig historiske emissioner.
Yderligere materiale om kvoteordningen findes på Energistyrelsen hjemmeside, www.ens.dk.
UDLEDNINGER TIL HAVET
Udledninger fra olie- og gasindvindingen til havet kan kun ske med tilladelse fra Miljøstyrelsen. Efter at offshoresikkerhedsloven er trådt i kraft reguleres udstyr, som skal begrænse udledningen til havet af havmiljøloven, som Miljøstyrelsen fører tilsyn med.
NY VVM FOR SYD ARNE FELTET
Store projekter på dansk søterritorium og kontinentalsokkelområde kan påvirke miljøet i væsentlig grad. Derfor kan der kun gives tilladelse til projekter, hvis der er foretaget en vurdering af de miljømæssige konsekvenser, VVM. Desuden skal offent- ligheden, myndigheder og organisationer have lejlighed til at udtale sig.
Hess Denmark ApS planlægger at videreudbygge Syd Arne feltet. Selskabet har derfor forelagt Energistyrelsen en VVM redegørelse, der omfatter en beskrivelse af den sam- lede mulige påvirkning på miljøet fra den forventede feltudbygning. Rapporten ”VVM for Syd Arne – feltudbygning og produktion” er fra oktober 2006, og der er udarbejdet et særskilt ikke-teknisk resumé af rapporten, se Energistyrelsens hjemmeside.
Rapporten var i offentlig høring fra oktober til december 2006, og Hess Denmark ApS har efterfølgende besvaret de indkomne høringssvar. Da høringsparterne efterføl- gende har taget svarene til efterretning, er VVM grundlaget for den planlagte udbyg- ning af Syd Arne feltet til stede. Energistyrelsen forventer at modtage en konkret ansøgning om udbygning i løbet af 2007.
GASRØRLEDNINGSPROJEKT MELLEM RUSLAND OG TYSKLAND
Der er planer om to 1.200 km lange gasrørledninger fra Rusland til Tyskland. Lednin- gerne vil gå hen over finsk, svensk og dansk havområde. For Danmarks vedkommende gælder, at 149 km af rørledningerne planlægges anlagt syd eller nord for Bornholm.
Selskabet Nord Stream AG har indleveret en projektbeskrivelse til de danske myndig- heder. Den ene rørledning skal fra 2010 transportere naturgas fra russiske gasfelter til Europa, mens den anden gasrørledning ventes at blive taget i brug i 2013.
Projektbeskrivelsen er selskabets forberedelse af en kommende miljøvurdering, VVM, af projektet. Beskrivelsen er udarbejdet i medfør af Espoo-konventionen, som er en international konvention om grænseoverskridende miljøpåvirkning. Konventionen kræver blandet andet, at potentielt relevante projekter i forhold til konventionen kommer i international høring – herunder en offentlig høring.
Projektbeskrivelsen var derfor i offentlig høring omkring årsskiftet 2006/2007. De afgivne synspunkter vil blive indarbejdet i den kommende miljøvurdering af projektet.
Projektbeskrivelsen kan findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk, og yder- ligere oplysninger om projektet kan findes på Nord Stream AG’s hjemmeside, www.nord-stream.com.
103 tons CO2
Afbrændt gas
fig. 3.5 CO2-udledning fra gasafbrænding pr. mio. t.o.e.
98 00 02 04 06*
80
60
40
20
0
*Opgørelsen er i 2006 baseret på verificerede CO2-emissionsdata fra rapportering i henhold til CO2-kvote- loven og indeholder CO2-emission fra dieselforbrug på anlæggene
